高压注水

高压注水（精选八篇）

高压注水 篇1

1 某区块注水系统概述

某区块注水系统已建成注水站9座, 共安装注水泵25台, 注水能力75 000 m3/d, 注水井1599口, 平均泵压15.6 MPa, 平均管压15.1 MPa, 平均注水单耗5.74 k Wh/m3。

某区块注水系统由于受钻关、洗井、测试等因素的影响, 注水系统的注水量波动较大, 只能通过调节注水泵出口阀门来控制流量, 增加了管网损耗, 泵管压差较大, 注水单耗较高。

为了解决某区块注水系统存在的问题, 我们提出在某区块注水管网的中杻位置某注水站安装高压变频装置。

2 高压注水变频应用

A注水站建有D300-150×11注水泵2台, 电动机功率2240 k W, 日平均注水量8500 m3以上, 注水单耗5.80 k Wh/m3。某区块注水管网相互联通, A注水站又处于注水管网的中杻位置, 对整个注水系统影响较大, 通过利用高压变频调节灵活的优势, 能够最大限度挖掘其系统节能潜力。注水站变频控制应用见图1。

3 高压注水变频运行效果分析

3.1 A注水站运行效果分析

A注水站安装高压变频器以来, 泵管压差、注水单耗下降幅度较大, 2012年与2010年对比分别下降了0.50 MPa、0.96 k Wh/m3 (表1) , 取得了较好的节能效果。

变频器运行前后某注水站月平均注水单耗见图2。

3.2 某区块注水系统运行效果分析

由于注水系统是由各个注水站及注水管网构成的一个整体, A注水站作为某区块注水系统的一部分, 改变A注水站的运行状况必然会引起系统各部分能量损耗发生变化, 并使各注水站的负荷分配发生改变, 对整个区块注水系统造成一定的影响[1]。

从表2可以看出, 变频运行后, 某区块注水系统单耗由5.74 k Wh/m3下降到5.54 k Wh/m3, 下降了0.2 k Wh/m3, 运行效果比较好。但同时我们也注意到某区块注水系统的6座注水站单耗有3座上升, 3座下降, 这说明某区块注水系统耦合性较强。因此必须考虑单站运行状态的改变对整个系统的影响, 要保证整个系统处于优化运行状态, 就必须采取统一协调控制方式, 才能取得更加显著的节能效果。

4 结论

1) 高压注水变频作为调节单个注水站运行状态的技术措施, 可以保证注水站运行在较优的工况下, 实现注水量的无节流调节, 降低注水单耗。

2) 由于注水系统一般整体性较强, 改变一个注水站的运行状况会引起系统各部分能量损耗发生变化, 因此高压注水变频作为整个系统调控的一个“支点”, 只有统一协调控制, 才能实现整个系统优化运行。

参考文献

高压注水井油管柱设计研究 篇2

高压注水井油管柱设计研究

针对注水管柱设计不好可能导致管柱断裂问题,对高压注水管柱作业过程进行了受力分析,给出了轴向拉力、外挤压力和内压力计算公式与注水管柱设计方法.提出在设计注水管柱时,下部管柱钢级和壁厚的初选可用抗挤和抗外压两种方案,然后从两套方案中选取高钢级方案.上部管柱钢级和壁厚按抗拉强度确定.

作 者：王金龙 WANG Jin-long  作者单位：潍坊学院,机电工程学院,山东,潍坊,261061 刊 名：榆林学院学报 英文刊名：JOURNAL OF YULIN COLLEGE 年，卷(期)： 17(4) 分类号：N945.23 关键词：注水管柱   受力分析   设计  

高压注水泵改进及现场应用 篇3

目前, 注水是油田增产普遍采用的措施之一, 特别是油田开发后期大部分采用油层注水, 以保持油层压力, 从而提高原油产量。随着钻井深度的增加, 注水油层也不断加深。近几年来国内各大油田的部分注水单井或区块高压欠注问题日趋突出, 促使人们逐渐认识到发展增压注水工艺的必要性。因此, 高压注水泵的发展也十分迅速, 油田多采用大型柱塞泵经管网注水来保持地层压力。一般都是由三相异步电动机带动, 因柱塞泵运动部件的密封点多, 在来水有压力的情况下易损坏, 维修工作量大;另外, 出口压力有波动, 对井身有一定的影响。但是, 常规的高压注水泵在实际注水中还存在一些问题, 因此亟待对其进行改进。

2 常规高压注水泵存在的主要问题

常规高压注水泵噪音大、不符合环保要求;泵体温度高, 动力端箱体及曲轴时常由于高温或润滑不好而烧;笨重, 不利于运输;曲轴油封及拉杆油封渗漏油;盘根更换周期短, 一周左右需换一次;检泵周期短, 造成经常性停泵;泵阀密封检修困难;泵头体开裂。

3 技术改进

3.1 改进后高压注水泵结构

改进后高压泵动力部分和液压部分机构示意图见图1.

3.2 改进方案及改进后优点

3.2.1 箱体采用盘根盒双定位结构, 避

免盘根盒及十字头拉缸, 改善柱塞泵的运行状况, 延长盘根盒、双头螺栓及柱塞等的使用寿命, 动力端连杆小头与十字头销采用滚针轴承摩擦副, 改善了润滑条件, 延长了使用寿命;

3.2.2 改进了泵头结构, 增加了吸入歧

管, 增加了过流面积, 减少了镗床的加工时间箱体缸内增加了缸套, 使箱体修理成本降低, 而且提高了滑道硬度, 延长使用寿命;出口处直角弯头改成圆弧弯头, 减少液流冲出, 使泵运行更加平稳。

泵头结构简单, 内部阀体仅有三套, 比传统结构数量减少一半, 因此拆装方便, 泵头内部结构设计避免了高压交变腔, 增加了泵头的寿命, 命可以达到十年左右;提高了泵头的耐压, 最高可以到达50MPa,

3.2.3 改进了皮带轮扇叶结构, 空气正

好吹向泵体, 通过加速泵体上方空气的流动, 将泵体温度降低10℃, 泵体温度73度左右, 这样既解决了采用外部循环时, 用户需要另接冷却水问题。

3.2.4 降噪声方案:

☆动力端采用长冲程低冲次设计, 由于冲次的降低, 从而降低大皮带轮旋转产生的噪音以及动力端内部振动而产生的噪音。

☆改进了流道, 使流道均匀, 加大了流道的过流面积, 从而降低流速, 进而降低水击而产生噪音。

☆注水泵的进出口均配备稳压装置, 以免脉动的水流导致管线振动从而引起噪音。

☆泵的进出口转弯处, 应选用半径大于五倍管径的弯头, 或用2个45°弯头连接。台架测试数值表明, 半径小的90°弯头造成的系统压力损失, 比用2个45°弯头的损失约大于25%。并且要尽量减少流程的拐弯。

☆对电机、泵、大皮带轮采用隔音屏吸声, 可自由组合, 不影响对电机和泵的检修, 并且采取主动排风降温措施, 对电机散热均采用自动温控排风。

3.2.5 内部过流部件都采用不锈钢制

造, 耐酸碱, 耐腐蚀。采用了长冲程、低冲次、大柱塞的优化设计;采用了风冷方式解决该泵因功率大造成热量大的问题, 将旋转的大皮带轮设计为风扇状, 通过加速泵体上方空气的流动, 将泵体温度降低10℃, 泵体温度73℃左右;

通过以上改进措施大大提高了高压注水泵使用寿命, 极大提高了泵效, 泵效高达85%以上, 节能效果明显。

4 现场应用

大港油田板三注水站采用改进后的高压注水泵后, 降噪效果明显, 泵房内噪音值只有80分贝左右, 噪音对操作工人的健康影响很小, 并且注水泵的温度也保持在正常范围内, 效果很好。大港油田羊三木注水站原有DF 140-150机泵3台, 配套电机900kW/6kV, DF80-150机泵一台, 配套电机800kW/6kV, 管辖34注水井, 注水量范围4100-4800 m3/d, 泵效仅有50%, 注水单耗高达9.8kW·h/m3。新上5台改进后的高效五柱塞泵5ZB-20/43, 形成4800 m3/d的注水能力。注水泵泵效85-90%, 注水单泵能耗只有4.6kW·h/m3。

5 结论与建议

注水是油田增产措施之一, 高压注水泵是保障地层能量能得到连续补充的重要设备, 由于目前常规注水泵泵效低、能耗高、噪声大, 因此对其改造势在必行。高压注水泵通过一系列改造措施后, 泵效、节能降噪方面取得了很大提高, 经现场实践检验效果良好。建议继续专家们对高压注水泵节能降噪提效方面继续挖潜。

摘要：目前油田通常用注水泵往地层注水来保持地层压力来提高油气采收率, 从介绍了常规高压注水泵存在的主要问题, 通过对高压注水泵结构进行了改进, 并就改进后的高压注水泵在冀东油田、大港油田现场推广应用, 经现场检验, 改进后的高压注水泵效率高, 运行平稳, 安全可靠, 而且运行周期长, 节能效果明显。

关键词：高压注水泵,现场应用

参考文献

[1]刘维震, 周永家.提高胜利油田注水系统效率的探讨[J].油气田地面工程, 1997, 16 (3) :8-10.

油田高压注水泵能耗分析与探索 篇4

关键词：高压注水泵,能耗,变频装置

注水系统是油田生产系统的主要组成部分, 它担负着油田实现高产稳产, 保持油层能量的主要任务, 同时注水系统也是耗能大户, 注水耗电约占生产用电的19%以上, 并呈逐年上升趋势。注水工艺系统主要包括注水机组和注水系统管网两部分, 注水泵是注水系统的核心设备, 能耗损耗达30%以上。如何降低注水系统能耗, 提高注水有效率成为亟待解决的问题。

1 注水泵运行主要问题

随着注水开发的不断调整, 油田区块配注水量也随之发生变化, 部分注水泵的注水量与泵的额定排量不匹配, 注水量一定, 运行1台泵排量不足、运行2台泵排量有余, 大小匹配欠佳, 使注水泵运行在非高效段, 造成注水单耗较高。同时, 注水泵的出口调节方式落后, 采用手动阀门调节, 截流损失大, 造成大量的能源浪费。如油田某注水站高压注水泵, 泵出口压力为16.4 MPa, 而阀后压力却降为13.3 MPa, 注水泵出口阀截流损失达到10.6%, 远超截流损失率的指标要求。部分油田的注水泵采用的变频方式落后, 采用高-低-高方案, 两次电压变换, 能量损耗大, 发热严重, 无法正常投运。

2 注水泵改造措施

对于提高注水泵效的工作, 塔里木油田和其他油田均采取了很多措施, 特别是在离心泵的改造上卓有成效。主要有以下几方面:

1) 对离心泵结构进行改造。车削叶轮直径, 打光流道, 更换与叶轮不匹配的导翼, 提高泵加工质量, 严格检查泵的维修质量。

2) 提高泵的运行效率。在离心注水泵运行过程中, 通过观察泵的运行特性和管网状态, 使泵在高效区工作。当水泵和注水干线的压力差大于单级叶轮增压值时, 应拆掉一级叶轮, 同时拆去导翼, 并安装导流套, 从而降低泵内损失和泵管压差控制损失。

泵的所需功率和电动机的功率相匹配。加装变频装置, 使注水泵输出功率与注水量、注水管网压力匹配。

3) 推广使用高效泵。在上述几种节能措施中, 注水泵加装变频装置代表了节能的技术发展方向。变频节能装置通过改变电源频率来降低电动机转速, 减少输出功率, 对注水泵电动机进行恒压变频调节, 使注水泵的排量与动态的注水量实现很好的匹配, 同时, 杜绝高压水打回流现象。变频技术操作简单、应用广泛、节能效果直观, 在小型泵的节能降耗方面应用较为普遍, 对像注水泵这样的大型高压设备应用较为少见[1]。

3 注水泵变频装置的选择

塔里木油田某站注水泵电动机额定参数:额定功率:630 k W, 额定电流:44.3 A, 额定电压:10 k V, 额定功率因数:0.87, 额定转速:1480 r/min。水泵额定参数:额定流量:80 m3/h, 实际流量:70m3/h, 扬程:1480m。2台泵实际每天流量2700m3, 1台泵全负荷运行, 1台泵间歇运行。运行参数:电动机运行电流:40 A, 运行流量:70 m3/h, 平均运行时间:7000 h。

从现场运行情况分析, 如果运行1台注水泵, 日注水量为1920 m3, 不能满足注水要求。如果同时运行2台注水泵, 额定排量160 m3/h, 而实际注水流量仅为90~120 m3/h左右。其中1台注水泵不能满负荷运行, 该站目前采取截流的方法满足注水需求, 能量损耗较大。根据高压注水泵的运行现状, 对该站3台高压注水泵采用一台工频运行、1台变频运行, 通过注水泵变频减少其流量从而将总流量调节至注水需求流量。经充分论证, 现场选择并安装了施耐德ATV1100绿色环保高压变频器, 该系列变频采用世界首创的三电平PWM输出的功率单元直接串联的方式实现直接高压输出。该系列变频器具有对电网谐波污染极小, 输入功率因数高, 输出波形质量好, 不存在谐波引起的电动机附加发热、转矩脉动、噪音、dv/dt及共模电压等问题的特性, 不必加输出滤波器, 就可以使用普通的异步电动机[2]。

4 注水泵变频装置可行性分析

从流体力学的原理得知[3], 使用感应电动机驱动的离心泵负载, 轴功率P与流量Q, 扬程H的关系为:P∝Q×H。

当电动机的转速由n1变化到n2时, Q、H、P与转速的关系如下:

可见流量Q和电动机的转速n是成正比关系的, 而所需的轴功率P与转速的立方成正比关系。所以当需要80%的额定流量时, 通过调节电动机的转速至额定转速的80%, 即调节频率到40 Hz即可, 这时所需功率将仅为原来的51.2%

从离心泵的运行曲线图来分析采用变频调速后的节能效果[4], 见图1。

当所需流量从Q1减小到Q2时, 如果采用调节阀门的办法, 管网阻力将会增加, 管网特性曲线上移, 系统的运行工况点从A点变到新的运行工况点B点运行, 所需轴功率P2与面积H2×Q2成正比;如果采用调速控制方式, 电机转速由n1下降到n2, 其管网特性并不发生改变, 但风机、风机的特性曲线将下移, 因此其运行工况点由A点移至C点。此时所需轴功率P3与面积HB×Q2成正比。从理论上分析, 所节约的轴功率Delt (P) 与 (H2-HB) × (C-B) 的面积成正比。

改造前工频运行功率计算公式:

其中:U——电动机电压, k V;I——电动机电流, A;P1——单一负荷下工频运行功率, k W;cosφ——单一负荷下运行功率因数, 小于额定功率因数。

离心泵改造后变频运行预计功率为602 k W。

由节能原理流量与功率的关系, 保证其中1台泵以满负荷系统的流量不变为1680 m3/d, 那么另外1台泵的运行流量只需1020 m3/d。

根据流量数据可知:

其中Q原为原工频时流量;P额为额定轴功率;Q1为变频运行下的流量。

所以变频改造后风机平均功率在变频下运行的离心泵为359 k W。

其中效率为变频器效率与风机效率的乘积, 变频器取保守值0.94, 风机效率取0.82。

所以理论上全年平均节电率 (在变频下运行的离心泵) : (P1-P2) /P1=40%

5 注水泵变频装置现场应用

现场采用“一拖二”的方式安装了一台变频器。安装完成效果明显, 使用工频时, 出口调节阀的开度15%, 但泵的运行参数就已经达到了设计值。阀门开度增加到30%, 电流就会超过额定值44.3 A (正常运行值41 A) ;使用变频时, 出口调节阀可以全开, 阻力减小, 泵压降至9.0 MPa, 与注水汇管压力 (8.5 MPa) 接近。背压降低, 泵的流量相应提高, 使用变频技术后, 不仅达到节能的目的, 还收到了如下功效[5]:

1) 泵压在11.0 MPa, , 污水密度为1140 kg/m3的情况下, 泵的流量理论上可以达到152 m3/h。目前泵的运行流量从额定流量:80 m3/h (工频运转下外输泵压力17 MPa) 变为110 m3/h (变频运转下外输泵压力11 MPa) , 大幅度提高了注水能力。

2) 全开出口调节阀, 减少了高压污水对阀体的冲刷, 可以延长阀的使用寿命, 极大的减少了节流磨损能耗。

3) 注水泵在正常运行时, 电动机、泵噪音明显降低。

4) 按照现在的工况, 一台变频注水泵正常可以注2600 m3/d, 已经满足了全站的污水回灌工作。

另外, 根据节能监测中心监测, 加装变频装置后, 注水泵实际能耗节省16%以上, 虽然与理论值相差加大, 但考虑到管网地形变化及高矿化度污水介质等因素, 节能效果还是令人满意的。

6 结论

在注水泵的选型设计之初, 设计人员会过多考虑设备使用的可靠性, 选泵参数留有较大裕量, 造成生产过程中泵的低效率运行。另一方面, 由于地层料的不稳定, 造成注水泵的流量变化较大, 若要使注水泵在大多数时间内保持高效率运行, 实际也是不现实的。通过实践, 注水泵增加变频装置能够解决泵与工况的匹配。目前, 变频器技术已很成熟, 在市场上有很多国内外品牌的变频器可供选择, 这为机泵增加变频调速提供了充分的技术和物质基础。从现场实际应用来看, 注水泵加装变频装置大幅度降低了注水系统的能耗, 并且改变了现场注水泵的启停管理方式, 使人工劳动强度和设备的故障率得以降低。

参考文献

[1]安婕姝.变频器在含油污水处理中的应用[J].油气田地面工程, 2008, 10 (10) :69.

[2]乔玉芬.注水系统节能措施[J].石油规划设计, 1996 (5) :39-40.

[3]谭若涛.水泵变频供水及节能分析[J].工业用水与废水, 2006, 37 (20) :58-59.

[4]马矿召.离心泵变频调速的经济分析与应用[J].国外油田工程, 2004, 20 (7) :26-27.

高压油套分层注水工艺研究 篇5

1 工程的概述

随着国民经济的快速发展, 油田建设的不断发展, 出现了很多不同类型的油田项目, 本文笔者就以文南油田为例, 就高压油套分层注水工艺在其的具体应用进行研究和分析。

文南油田属于低渗透、高温、高压以及断块复杂的油田, 其纵向上的渗透率的极差超过10倍以上, 一直到目前为止, 所拥有的注水井大约有219口, 同时这些注水井都通过注水泵站实行了二次的增压, 其中最高的注水压力能够达到49.5MPa, 其平均的注水压力为36.0MPa, 造成在井下无法进行注水的调配, 在进行注水开发的时候, 很容易造成以下几个方面的问题:一是注水较难;二是注水的剖面出现严重的不均匀现象, 一些高渗透层虽然已经注水, 但是一些中、低层的渗透层则没有启动。据相关调查资料显示, 文南油田的水驱控制储量只占有总储量的48%, 其水驱动用储量也只占有总储量的27%, 严重影响了文南油田的开发效果。对此, 在分层注水中, 可以采用高压油套分层注水工艺, 能够有效地解决文南油田中高压分层注水的相关问题。

2 高压油套分层注水工艺

2.1 造成分层注水受到影响的相关因素

(1) 水质因素, 水质达标作为实施分层注水的一个前提条件, 如果其水质较差的话, 不仅容易造成管柱和管网出现腐蚀、结垢以及水嘴堵塞等各项问题, 同时还会直接影响到分层测试以及投捞调配水嘴施工工艺, 使分注井出现大修等一系列的严重问题, 其主要表现在以下几点内容:第一, 注入水中的腐蚀成分缩短了分层管柱的有效期, 严重影响了配水的效果, 致使其在反洗井或者关井的时候不能发挥其密封作用。第二, 注入水的结垢, 导致分层注水的有效性降低, 缩短了分层管柱的寿命。第三, 若配水器的内壁结垢较为严重, 其在进行调配测试的时候, 芯子打捞比较困难, 甚者还会捞不出, 导致后续的工作不能正常地进行, 同时铁锈和垢渣还会造成水嘴的堵塞。

(2) 分层管柱的因素:第一, 井下工具的使用寿命和修复管不配套, 导致管柱的寿命缩短, 近年来, 在油田建设过程中, 其换管的资金投入较少, 造成注水井作业只能用修复管来代替, 而修复管自身的抗腐蚀结垢能力比较差, 在下井一个月后, 很容易出现漏失现象。第二, 注水管柱比较单一, 其针对性不是很强, 缩短了分层管柱的寿命。第三, 封隔器的质量较差, 封隔器作为实现分层注水的一个重要工具, 其寿命的长短和性能好坏将会直接影响分层注水的效果。

2.2 高压油套分层注水工工艺的构成

为了有效地解决上述的问题, 在分层注水过程中, 本文就高压油套分层注水工艺进行详细地阐述。高压油分层注水工艺的地面工艺流程和井下工艺管柱的流程主要如图一所示。该流程主要是由水表及水表总成、油套单流阀、控制放压水嘴套、油套分注嘴子套等所组成。

(1) 油套分注嘴子套的工作原理及其结构, 油套分注嘴子套作为地面配水中的关键部件, 其主要是用于大小合适的配水水嘴的安装, 根据相关的配注要求来进行注水, 从而控制油套。油套分注嘴子套主要是由密封套、水嘴压帽、堵头、水嘴套、接头、O型的密封圈以及陶瓷水嘴等所构成。其工作的原理是:注入水在经过水嘴压帽、接头以后, 在水嘴位置节流, 再通过水嘴套将其注入到井内。在进行水嘴更换的时候, 应该把堵头卸掉, 通过套筒扳手把水嘴压帽取出, 更换密封圈和水嘴, 最后再重新装入到嘴子套中, 这样就能及时、正常地注水。

(2) 油套单流阀, 当站上来水压力小于停注或者油套压力的时候, 可以利用油套单流阀, 从而防止油套管中的水互相串通。

(3) 水表以及水表总成和站上总水表相互配合, 共同计量油套注入水量农民画调节注入的水量。

(4) 高压油套分注井下工艺的管柱结构, 该管柱主要是由底部球座、节流器、Y441—115封隔器以及坐封球座等组成, 其中Y441—115封隔器主要是用于把注水层分隔开, 要注意的是所有的管柱必须要用普通卡封隔器将其锚定。

2.3 高压油套分注井的调配测试工艺

高压油套的分层定量配水主要是经过在地面油套分注水嘴套中安装不同直径水嘴来完成的, 其调配的测试工作主要是在地面进行的, 使得工艺操作变得相对较为简单。在进行分层定量配水的时候必须要做到配水准确, 其关键的环节就是选出适合的水嘴。

2.4 水嘴的选择以及调配方法和步骤

(1) 在作业结束且洗井合格坐封以后, 油套合注, 等注水平稳以后, 根据地层配注的要求来进行调配测试。为了确保分层调配的准确性, 在作业后必须要待注水压力平稳以后, 才能进行调试。

(2) 根据降压法来测全井吸水的指示曲线, 接着再测分层吸水的指示曲线。在测试指示曲线使一般常用降压法, 若其条件不允许的话, 可以采用升压法。要注意的是一条指示曲线不能够同时采用升压法和降压法来进行测试, 其指示曲线的测试不能少于4个点, 且压力稳定时间不能少于30min。此外, 在原则上一般是不进行套管吸水指示曲线的测试, 主要是因为封隔器如果受到太高的上压差, 很容易导致封隔器失效。

(3) 在分层吸水的指示曲线上, 可以根据各层段配注量再获取配注压力, 通过已知的井口压力明确各层嘴损压力。

2.5 该技术的应用情况以及效果

该技术在文南油田中应用, 其增油的效果较为显著, 有效地降低了作业的劳动强度, 大大提高了劳动的效率, 取得了比较好的社会效益和经济效益。

(1) 通过利用带有双向锚的封隔器, 将注水管柱锚定, 避免了温度、活塞、管柱膨胀以及伸长等效应对封隔器造成的影响, 延长了封隔器的使用寿命, 提高了其密封性能, 真正达到分层注水的目的。

(2) Y441—115封隔器具有抗高压差、解封容易、不卡管柱、座封严密、耐高温以及使用寿命长等特点, 是目前油田开发较为理想的一种卡封工具, 符合分层注水的相关要求。

(3) 因井口安装有自行研制的一种油套分注嘴子套, 其只需在地面进行分层配水工作即可, 其调配的成功率较高。

3 结束语

综上所述, 随着社会经济的快速发展以及信息技术的不断进步, 在油田开发过程中, 其工程建设人员要不断地对其开发技术进行创新, 结合石油工程的具体情况, 以及周围的环境因素, 利用现代的一些高科技开发技术, 提高其工作效率, 从而推动我国社会经济的发展。

参考文献

[1]窦守进, 刘丽, 李瑞清, 等.空心配水分注技术在大港油田的应用[J].石油钻采工艺, 2012, (6)

[2]王建华, 孙栋, 李和义, 等.精细分层注水技术研究与应用[J].油气井测试, 2011, 20 (4) :41-44

[3]贾德利, 王凤山, 徐健, 等.变论域自适应模糊的分层注水工艺控制[J].电机与控制学报, 2012, 16 (2) :66-70

[4]李晓, 唐秀军.浅析分层注水工艺管柱存在问题及防治[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 33 (11) :190

高压立式注水泵开裂原因分析及改进 篇6

一、柱塞式高压立式注水泵结构特点及工作原理

1. 柱塞式高压立式注水泵结构

长庆油田第三采油厂有大排量柱塞式结构往复注水泵30余台, 其动力端的结构如图1所示, 主要由六部分组成。

通过对全厂14台此结构的注水泵参数和使用情况进行统计分析发现, 当注水压力在15MPa以上时, 注水泵缸体就有开裂现象出现, 使用寿命最短的缸体仅2天, 注水压力越高, 出现问题的几率也越高。注水泵的缸体是泵的主要部件, 作为泵的一个主要部件, 属于非易损件, 频繁发生开裂是不正常的。

2. 注水泵工作原理

立式注水泵工作是利用进液阀和排液阀, 将注水泵分割为上部的高压腔体, 进液阀和排液阀之间形成的过渡腔体, 以及下部的低压腔体。利用进液阀和排液阀交替开启, 将低压液体加压后, 输送到外部管道。其工作原理是, 柱塞向前运动时, 压缩注水泵内的液体, 进液阀关闭, 排液阀的上阀体被推开, 高压液体沿着上阀体密封面和阀座上密封面直接形成的流道, 进入注水泵的高压腔体, 并流入外部管道。柱塞向后运动, 注水泵内压力下降, 排液阀关闭, 注水泵内压力下降, 进液阀上阀体克服外部进液管线液体压力和注水泵内的压力差的作用, 向上移动, 液体流入注水泵中间腔体, 完成一个工作循环。

二、注水泵开裂原因分析

柱塞从动力端向液力端运行时, 对注水泵过渡腔体内液体进行加压, 由于液体对压力的传递各方向相同, 安装密封函体的孔也受到高压液体作用;柱塞从液力端向动力端运行时是液体吸入阶段, 此时腔体呈低压吸入液体, 在吸液和排液的过程中函体安装孔受到低压和高压液体的交替周期作用, 作用力在孔的周围产生交变应力。注水泵安装函体的孔是缸体最薄的地方, 受到高压和低压液体产生的交变应力作用一段时间后, 孔壁周围材料发生疲劳, 在孔的轴向方向发生微小裂纹, 继续受力后, 裂纹迅速扩大直至裂通到缸体外表面, 高压水渗出。同样的原理, 安装塞头的孔和塞头由于检修时需要拆卸, 属大间隙配合, 在受到高压液体作用后, 和函体孔发生同样的开裂。图2是改进前的密封函体结构图。

三、注水泵开裂解决方案

上面分析了注水泵开裂的主要原因是过渡腔里液体形成的高压和低压交变作用力。图3是改进后的密封函体结构, 通过改变密封函体的结构尺寸, 利用密封函体作为过渡腔受压腔, 避免高压交变液体直接作用到函体孔, 从而避免发生注水泵开裂的现象。

在塞头孔的位置, 将塞头孔内径加大, 安装一个过盈配合的轴套, 轴套材料为高强度合金钢制作。

其结构改进特点是:将密封函体定位台阶加长加厚, 长度和注水泵侧壁一致, 定位台阶与孔配合采用过盈配合。利用函体的定位台阶, 将高压液体隔离, 避免了高压液体直接作用到函体孔内壁, 高压液体只对函体内腔产生作用, 由于函体尺寸长, 加工采用合金钢锻造加工, 具有耐腐蚀, 强度高的特点。内壁加厚以后, 其在受到高压液体产生的交变应力作用, 寿命也大大提高。即便函体开裂, 发生漏水, 由于函体价格低, 且也方便更换。塞头孔位置安装一个轴套, 利用轴套在受力后, 发生破坏, 代替原来的孔直接受力产生裂纹, 可以避免因孔开裂而报废注水泵的现象发生。

四、效果及结论分析

2009年在长庆油田第三采油厂新寨作业区一台注水泵上, 安装了改进后的注水泵和密封函体, 在泵压是16MPa压力下, 使用1年后检查新结构的注水泵和函体以及塞头轴套, 没有发生开裂的现象。

参考文献

高压注水泵的泵控泵变频技术 篇7

1 注水站工艺简介

大庆油田北Ⅱ-3注水站投产于1977年10月, 经1983、1997、2002及2007年4次改造, 目前装机能力为31 920 m3/d, 含油污水运行能力为12 000 m3/d, 深度污水运行能力为7200 m3/d。站内现有供水站4座 (2801含油污水处理站、北Ⅱ-1含油污水处理站、北十三联聚合物污水处理站、北十三联深度污水处理站) 。高压水输送至北二区一排、北二区三排、北三区四排、北二区五排、北二区新五排、北二区新一排、萨北2801注入站。由于大部分注水井采用分层注水, 存在注入高压水压力不平稳、注水量不达标等问题, 同时又由于高压注水泵泵压较高, 运行时磨损较大, 耗电量较高, 造成电能的浪费。

2 泵控泵变频技术

泵控泵变频控制装置是由1台低压单级离心泵及1台与低压离心泵匹配的低压变频器组成。通过变频器的频率变化达到无级调节增压泵转数、控制增压泵出口压力和流量的目的。高压注水泵安装泵控泵变频装置, 需将高压注水泵进行减级, 增压泵安装在高压注水泵的进口位置, 增压泵将低压水加压后供给高压注水泵。增压泵采用变频控制, 其控制调节范围宽, 投资较低, 在工艺上改造简单, 操作方便[2]。

泵控泵变频技术是无级调速, 2008年北Ⅱ-3注水站结合生产实际情况, 在5#高压注水机组进行现场应用。高压注水泵型号为D280-160A, 高压电动机型号为YKOS2240-2/990, 高压注水泵为11级, 电动机功率为2240 k W, 运行时泵、管压差达1.3 MPa以上, 因此在5#注水泵安装泵控泵变频装置, 高压注水泵共11级, 泵压每级1.5 MPa, 因此将叶轮由11级减为10级, 注水泵扬程降低至15 MPa左右, 在注水泵进口前加装增压泵, 通过变频器对增压泵进行无级变频调节, 提高高压注水泵进口压力。

3 应用效果

2007年北Ⅱ-3注水站改造后, 2008年10月15日投产, 采用泵控泵变频调速技术后的5# (D280-160A) 注水泵试运行, 运行平稳, 高压注水泵出口压力由17.1 MPa降低到16.3 MPa, 下降0.8 MPa, 泵管压差也降低了0.8 MPa, 达到公司要求的泵管压差0.5 MPa以下的标准, 高压注水电动机运行电流由22.3 A降为19.6 A, 降低2.7 A, 注水单耗降低了0.9 k Wh/m3。高压注水泵日用电量由4.23×104k Wh减少到3.67×104k Wh, 日节电5580 k Wh。增压泵日耗电量1900 k Wh, 日节电可达到3680 k Wh。采用此技术后既满足了注水量需求, 也确保了地层压力。北Ⅱ-3注水站5#注水泵采用泵控泵变频技术前后数据对比, 见表1。

运行泵控泵变频控制可日节电5580 k Wh, 每度电以0.5元计算, 每年如运行200天, 年可节省55.8万元。如果将增压泵耗电考虑到注水机组耗电中来, 日节电3680 k Wh, 年可节省36.8万元。

摘要：大庆萨北油田老区注水系统耗电量占油田总体开发耗电量的40%, 随着各种先进开采技术的投入使用, 开发成本也逐年增高。为了控制注水泵耗电量的上升、降低原油开采成本, 已把注水单耗、注水泵效等经济指标作为评判机泵高效运行的依据。目前均采用6 k V高压电动机来拖动油田注水泵, 因此注水电动机节电是节能降耗的主要环节。通过对北Ⅱ-3注水站注水泵采用泵控泵变频技术优化减级, 调节注水泵出口压力、降低泵管压差, 达到降低电能的节能效果。

关键词：注水泵,泵控泵变频技术,节能降耗

参考文献

[1]陆涛平, 胡静邦.石油工程[M].北京:石油工业出版社, 2002:355-374.

浅谈高温高压深井薄层注水泥塞 篇8

1 基本原则

对于不具备工业性油气流的微气井、产水井, 由于地层压力高, 必须用相应地层压力系数的压井液将井压稳不溢不漏。而且, 井内压井液密度必须均匀, 一周以上的密度误差不大于规定的±0.01g/cm3, 地面留足顶替量和循环量, 性能必须和井内压井液一致。

1.1 工艺参数的确定

目前福山油田均采用21/2英寸油管, 按这种油管计算施工参数。

有关量的计算:

1.1.1 水泥浆用量

式中:V1—水泥浆用量 (L)

H3—水泥塞高度 (m)

q1—水泥塞段套管单位内容积 (L/m)

K—附加系数1.5-2

1.1.2 清水用量

式中:Q—清水用量 (L)

G—所需干水泥的总量 (kg)

R1—干水泥的密度 (kg/cm3)

1.1.3 水泥浆用量

式中:G—所需干水泥的总量 (kg)

V1—水泥浆用量 (L)

R1—干水泥的密度 (kg/cm3)

R—清水密度 (kg/cm3)

R2—水泥浆的密度 (kg/cm3)

1.1.4 前后隔离液用量

按隔离液占油套环空与油管内的高度相等考虑。

前隔离液:V3=h×q3后隔离液:V4=h×q4

式中:V3—前隔离液用量

q3—水泥塞断油套管环形空间单位容积 (L/m)

V4—后隔离液用量

q4—水泥塞断油管单位内容积 (L/m)

h—隔离液高度 (取50-80m)

1.1.5 顶替液用量

理论计算:将油管内与环形空间内的水泥浆顶替平衡:

式中:V2—顶替量 (L)

V—每米油管内容积 (L)

H—设计顶替深度 (m)

V3—地面流程管线内容积 (L)

2 施工工艺方法

2.1 施工前的准备工作及检查

作业井资料收集:包括套管规格、层位、井段、地层渗透率、温度、压力系数、产液量、产液性质、漏失量、水泥性能、添加剂等情况。

准备13m3计量罐2个, 2m3计量罐2个, 密度计1个, 水性化验设备1套, 备足压井液, 其总量不少于用量的1.5倍。

入井管柱:入井管柱采用21/2英寸油管, 检查注水泥的管柱记录, 与地面准备下井管柱核对无误, 油管要用符合标准的油管规通过, 管内无杂物, 检查油管螺纹断面完好, 管柱上不允许带有其他井下工具施工。

压井液系数:压井液密度应与地层压力相符, 压井液循环均匀一周后密度相差不大于±0.01g/cm3。

动力、循环系统:施工前运转动力设备和循环系统, 检查提升系统是否工作正常, 检查泵车是否正常。供液系统:准备好足够的水龙带和循环管线并固定牢靠。

现场试验:施工前做好水泥初凝试验。

封井器:检查封井器开关时候灵活、严密, 准备好油管悬挂器。

2.2 施工步骤

摆车、接管线:采用两台400型或700型水泥车, 高压管线直接从油管接头接硬管线接至车上。一台车配浆注塞和顶替, 一台车做反循环洗井。

运转检查各系统:由于本次对施工速度要求较高, 整个过程中一次小的失误都会导致施工的失败。因此必须对整个动力设备进行此施工前检查, 并要求整个施工过程不能熄火, 不能停止, 特别是水泥车, 保证能够大排量顶替。

试压:水泥车的管线在施工前都要进行试压, 所有管线试压15PMa, 防喷器试压35MPa保证施工安全。

注前隔离液:按公式计算出前置隔离液量。

配注水泥浆:按现场实际情况用一个2m3储液罐配置水泥浆, 一台水泥车接好循环配液枪, 水泥车必须与配浆人员密切配合, 有专人割袋, 倒水泥。技术人员必须连续测定水泥浆密度, 并公布出来供指挥人员掌握指挥。注完水泥浆后立即算出水泥浆密度并记录。

注后隔离液:按公式计算的后隔离液量。

注顶替液:水泥浆配注完成后, 按照公式计算出的实际顶替量严格施工。

起管:注完顶替液后立即拆除水泥车管线, 按实际起管至水泥塞顶面, 接好反循环洗井管线。

反循环:关闭封井器 (或坐油管悬挂器) , 采用水泥车反循环, 当放出全部多余的水泥浆和混浆后在连续循环10分钟左右, 将油管壁面冲洗干净。返出的水泥浆应计量并分析。

起管候凝:反循环结束后立即打开封井器起管10-20跟管柱关井候凝, 候凝时间一般为48小时。

3 实例

花东6-1X井:井深3939.16m, 地层压力38.29M P a, 地层温度158.4℃, 压力系数1.06。地层产油2.3m3/d, 产水3.36m3/d, 原射孔井段3701.1-3718.0设计灰面3695m-3705m, 塞长10m。全井为51/2英寸套管。注水泥管柱21/2英寸油管, 油管内径62mm。注灰深度3700m。压井液为1.14g/cm3的KCL溶液。水泥浆性能:G级水泥, 密度1.85g/cm3缓凝剂为硼砂加铁铬盐。

3.1 花东6-1X井技术难点

(1) 井深相对较深, 井底压力温度高, 整个施工工序的时间较长而水泥浆的初凝时间仅为90min。

(2) 整个施工工序包括配水泥浆4 0 0 m l, 顶水泥浆4 0 0 m l, 顶替液共计11.19m3, 起油管1根后返洗井洗出多余灰浆, 整个工序在配合不出现失误的情况下用时约70m i n, 其中在反洗井前用时约45-50min。

(3) 温度和压力对水泥性能的影响

随着井深增加, 井下温度和压力也增加, 水泥水化速度加快, 水泥的水化物也发生变化, 水泥浆的性能也随之发生很大变化, 其中温度的影响较压力更显著。

一般随温度和压力的增加, 都会使水泥凝结时间缩短, 流动度下降, 水泥早期强度增加, 由此造成水泥石强度降低, 渗透性增加。因此, 深井施工中要特别注意。

4 压井液对水泥浆性能的影响

由于花东6-1X地层压力高, 因此为了防止井喷和溢流, 设计要求使用1.14g/c m3的KCL做为压井液, 由于KCL溶液浓度越高稠化时间越短, 所以必须添加适当的缓凝剂, 增加水泥的稠化时间。硼砂缓凝效果比较平缓, 也就是说, 它的缓凝作用并不明显, 但加到其它缓凝剂中, 却能提高那种缓凝剂的使用温度范围。将硼砂与铁铬盐复配, 就能将它的使用温度范围提高到204℃或更高。根据该井实际情况我们使用硼砂+铁铬盐用做缓凝剂。

4.1 施工步骤

施工前我们对油井进行正循环洗井脱气降温90min, 洗井深度3709.44m。

我们设计前隔离液1000L, 后隔离液500L水泥使用量500kg, 水242L, 水泥浆401L。

砂面位置3712.36m起初油管末根方入8.30m。配短接5.05m+油管悬挂器0.33m, 因此注灰管柱位置3709.44m。

首先打前隔离液 (清水) 1m3, 配水泥浆0.401L (密度1.85g/cm3) , 正挤水泥浆后打后隔离液 (清水) 0.5 m3, 接着打顶替液10.69 m3,

最后上提短接加油管1根, 管柱深3694.82m (反洗井前用时45min) , 反洗出多余灰浆 (总计用时70min) 。洗出多余灰浆后继续反洗10min, 起油管15根, 关井候凝48hour。

探灰面后灰面在3708.66m。未达到我们预计的灰面3695m位置, 经过第二次打塞探得灰面3706.36m, 也未达到要求。

经过分析, 可能有两个原因:

(1) 是由于我们的设计要求压井液密度过高1.14g/cm3, 和油层压力不平衡导致关井后水泥浆漏失进地层。

(2) 打完顶替液拆管线后油管反出的液体过多, 有可能把注灰位置处 (3709.44m) 井底套管内的水泥浆顶回油管内。

为此, 我们对施工进行了改进:

(1) 在油管接口处加装一个旋塞阀, 打水泥浆的时候打开, 打完顶替液后关闭旋塞阀, 带着旋塞阀起管, 这样就算油套管压力不平衡, 里面液柱也不能流动, 在起油管至反洗井深度后井底液体流动找平衡也不影响反洗井深度下面的灰浆。

(2) 把压井液密度进行调整, 密度为1.06g/cm3的KCL溶液使之与底层压力达到平衡。

第二次施工:

(1) 检查动力设备无故障, 管线, 封井器进行试压。

(2) 正循环洗井脱气降温90hour, 洗井深度3704.39m。

(3) 打前隔离液 (清水) 1m3, 配水泥浆0.401L (密度1.85g/cm3) , 正挤水泥浆后打后隔离液 (清水) 0.5 m3, 接着打顶替液10.67m3, 最后上提短接加油管1根, 管柱深3694.82m (反洗井前用时37min) , 反洗出多余灰浆 (总计用时65min) 。洗出多余灰浆后继续反洗10min, 起油管25根, 关井候凝48hour。

探灰面后灰面在3698.36m。井筒试压20MPa后30min压力不降, 试压合格。

5 总结

注水泥塞施工的难度和风险很大, 稍不注意就有可能照成严重的工程事故, 如“灌香肠”、“插旗杆”。所以我们应从思想上高度重视, 从施工准备、施工过程应变、后续作业3个阶段过程的严格控制来实现对施工安全和质量的控制。

摘要：注水泥塞施工是在油层套管内注水泥浆, 使井某一段位置上形成坚硬的水泥塞来实现某一层段的修井维护方法。通过现场应用证明了该工艺技术具有封堵效果良好, 成功率高、成本低、现场应用比较广泛等优点, 但对高产水层和气层及薄夹层封隔成功率低。